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ReuniãoPAR/PEL 2017-2019/20Termo de Referência
10 de dezembro de 2015
2
Abertura
Apresentação/Discussão/Aprovação do Termo de Referência do PEL ciclo 2017
Apresentação/Discussão/Aprovação do Termo de Referência do PAR ciclo 2017/2019-20
Apresentação da EPE dos Estudos de Planejamento da Expansão do Sistema em Andamento
Comentários dos Agentes/Assuntos Gerais/Encerramento
10:00 10:15
10:1511:00
11:0011:45
12:3013:00
11:4512:30
Agenda da Reunião
Apresentação/Discussão do Termo de Referência do PAR ciclo 2017-2019
3
4
Processo de Elaboração do PAR
OBJETIVOAdequar a Cronologia do Plano de Expansão
PET
ONSPlanejamento da Operação
EPEPlanejamento da Expansão
Elaboração de Medidas Operativas Planejamento da Operação Elétrica – PEL
Plano de Ampliações e Reforços – PAR
Solicitações de Acesso
Solicitações de Ampliações e Reforços dos Agentes
Atualização da Previsão de Carga
Atualização da Oferta de Geração
Dificuldades Operativas do Planejamento e Programação da Operação e da Operação
em Tempo Real
PETCompatibilizado
Avaliação de Atraso de Obras
Recomendações do PEL
Ano 1
Anos 2 e 3
ConsolidaçãoMME
5
Objetivo do Termo de Referência
COMPLEMENTAR Informações do Módulo 4, especialmente quanto à:
Forma de Execução (Análise Regionais - Descentralizado, Desempenho das Interligações - EC;
Cronograma das Atividades (SM 4.2) Descrição Geral do Estudo;
Dados (SM 5.2, 5.4) Premissas (SM 23.3, 23.6 e 4.3) Escopo Metodologia (SM 4.3)
Diretrizes e Critérios: (SM 4.2, 4.3, 23.2, 23.3, 3.6, 5.4)
FPRede CC
6
Principais alterações
Análise de Perdas Duplas Grandes Troncos
Análise da Condição de Atendimento às Capitais
As melhorias propostas no PAR referem-se à substituição de equipamentos de grande porte – transformador, equipamento de compensação reativa ou linha de transmissão – e equipamentos relacionados, por motivo de obsolescência, vida útil esgotada, falta de peças de reposição, risco de dano a instalações, desgastes prematuros ou restrições operativas intrínsecas, visando manter a prestação de serviço adequado de transmissão
Reforços Inciso R-IX – Aumento de vida útil
7
Dimensão do Impacto ? Pequeno Adotar Medida Operativa ou
Indicar SEP Convencional
Grande
Natureza da Consequência Estática
Med. Operativa ou SEP
Resolve?Sim Adotar Medida Operativa
ou Indicar SEP Redundante
É possível conviver com a
restrição operativa?
Não
Indicação de Reforço / Solução
Estrutural
SimConviver com
a Restrição Operativa
Dinâmica
SEP resolve? Não
Não
Definir novo ponto de
operação (Pré-Contingência)
Sim
Reforço/Solução
Estrutural
Restrição Operativa
SEPCom
Redundância Diferenciada
Matriz de Tomada de Decisão Complexidade e Confiabilidade do SEP x Consequência de sua falha Permanência da Exposição ao Risco Custo da solução estrutural / Reforço Intensidade da restrição operativa para não depender de SEP Longevidade do problema
ONS e EPE indicam Alternativas com resultados
de Ponderações
Homologação pelo CMSE/MME
Matriz de Tomada de Decisão Complexidade e Confiabilidade do SEP x Consequência de sua falha Permanência da Exposição ao Risco Custo da solução estrutural / Reforço Intensidade da restrição operativa para não depender de SEP Longevidade do problema
ONS e EPE indicam Alternativas com resultados
de Ponderações
Homologação pelo CMSE/MME
É possível conviver com a
restrição operativa?
Não
Indicação de Reforço / Solução
Estrutural
SimConviver com
a Restrição Operativa
Dinâmica
SEP resolve? Não
Não
Definir novo ponto de
operação (Pré-Contingência)
EstáticaMed.
Operativa ou SEP Resolve?
Sim Adotar Medida Operativa ou Indicar SEP Redundante
Grande
Natureza da Consequência
Dimensão do Impacto ? Pequeno Adotar Medida Operativa ou
Indicar SEP Convencional
Perdas Duplas – Grandes Troncos
Sim
Reforço/Solução
Estrutural
Restrição Operativa
SEPCom
Redundância Diferenciada
8
Desempenho - Atendimento Capitais
O desempenho do atendimento à carga de cada capital será analisado sob a ótica de perdas simples de LT e TR e perdas duplas de LTs
O desempenho do SIN para perdas simples é classificado como um requisito básico
O desempenho do SIN para perdas duplas deverá indicar o nível de confiabilidade que será função do % de corte de carga da capital, frente a perda dupla mais severa de LT
O resultado do desempenho global (perdas simples e perdas duplas) norteará os próximos passos, em termos de indicação de obras para as capitais
9
Desempenho - Atendimento Capitais
Mais de 1 Ponto de Suprimento de RB
Dese
mpe
nho
Perd
a Si
mpl
esDe
sem
penh
o Pe
rda
Dupl
a(%
de
Cort
e de
Car
ga)
TF com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
LT com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
TF
LT
Corte Pleno (100 %)
Com Retorno Rápido
0 < Corte < 50 %
50 % ≤ Corte < Pleno
Sem Corte
D2
D5
D1
S1
a
S5
D4
D3
10
A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z AA
Grau
Mais de 1 Ponto de Suprimento de RB
Dese
mpe
nho
Perd
a Si
mpl
esDe
sem
penh
o Pe
rda
Dupl
a(%
de
Cort
e de
Car
ga)
TF com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
D2
D5
D1
LT com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
S1 a
S5
TF
LT
D4
D3
Corte Pleno (100 %)
Com Retorno Rápido
0 < Corte < 50 %
50 % ≤ Corte < Pleno
Sem Corte
Desempenho Capitais
Grau de Confiabilidade
Requisitos Básicos
Desempenho
Capitais
11
S5 AA OA, D, N, P
S4 Q, R, S, T, W, Y, Z
X, E, F, G, H, J, K, L, M, U, V C B
S3 I
S2
S1
D1 D2 D3 D4 D5
Mai
or N
º Re
quisi
tos A
tend
idos
Maior Corte – Perda Dupla LT Menor Corte – Perda Dupla LT
Matriz de Diagnóstico de Desempenho
12
Evolução da Geração
3.6654.844
627
748
1.411
2.688
1.713
929
3.528
3.530
294
89
45
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
2017 2018 2019
[MW
]
UHE UTE UFV UEE PCH
UHE Belo Monte 3.056 MWUHE Cachoeira Caldeirão 146 MWUHE Colíder 100 MWUHE São Manoel 140 MWUHE São Roque 90 MWUHE Sinop 133 MW
UHE Baixo Iguaçu 350 MWUHE Belo Monte 3.667 MWUHE São Manoel 560 MWUHE Sinop 267 MW
UHE Belo Monte 611 MW
UTE Acre 328 MWUTE Costa Rica I 164 MWUTE Mauá 3 379 MWUTE Pampa Sul 340 MW
UTE Campo Grande 150 MWUTE Maranhão III 350 MW
UTE Mauá 3 212 MWUTE Novo Tempo 1.238 MWUTE Rio Grande 1.238 MW
9.949 MW10.803 MW
3.360 MW
13
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
VERIFICADO
PEL 16-17 e PAR 16-18
PEL 17-18 e PAR 17-19
SIN - PESADA DIAS ÚTEIS INVERNO (abr-set) - MW
-5,4%-5,5%
-6,0%
+2,7%+3,2%+3,6%
14
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
VERIFICADO
PEL 16-17 e PAR 16-18
PEL 17-18 e PAR 17-19
SIN - MÉDIA DIAS ÚTEIS VERÃO (jan-mar) - MW
-3,6%-4,1%
-4,5%
+3,2%+2,9%+3,9%
15
Casos Base de Trabalho
2017 2018 2019
Junho
Pesada (1)
Junho
Pesada (1)
Junho
Pesada (1)
Média (2) Média (2) Média (2)
Leve (2) Leve (2) Leve (2)
Dezembro
Pesada (3)
Dezembro
Pesada (3)
Dezembro
Pesada (4)
Média (3)Média (3)
Média (4)Mínima (5)
Configuração: Configuração de junho (até o dia 30) e configuração de dezembro (até o dia 31)
Carga:(1) Máxima carga, por empresa, entre abril e setembro;(2) Carga, por empresa, de junho;(3) Maior carga, por empresa, entre outubro e março do ano seguinte;(4) Será realizada pelo ONS uma projeção de previsão de carga até março do ano seguinte, tendo como base a sazonalidade da carga global do período dezembro a março de cada agente; (5) Carga do mês de janeiro do ano seguinte.
16
Estudos e Análises
Estudos de Regimes Permanente e Dinâmico para avaliação do atendimento às Áreas, quando necessário, e identificação da necessidade de Ampliações e Reforços M4 e SM 23.3 dos PR
Estudos de Regimes Permanente e Dinâmico para definição dos Limites de Transmissão das Interligações Regionais até o horizonte de 2018 M4 e SM 23.3 dos PR
Estudos de Curto – Circuito M11 dos PR
Análise de Superação de Equipamentos M4 (4.14) dos PR
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Volume I : Proposta de Obras e Recomendações
Volume I A : Reforços IV a VIII da resolução nº 443/2011 da ANEEL
Volume II : Análise de desempenho e condições de atendimento às áreas geoelétricas do SIN
Volume III : Evolução dos Limites de Transmissão nas Interligações Inter-Regionais
Volume IV : Premissas, Critérios e Condicionantes dos Estudos
Produtos (Volumes - PAR)
18
ATIVIDADES 2015 2016
NOV DEZ JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ
Solicitação e Consolidação de Dados e Informações
Elaboração e Aprovação do Termo de Referência
Montagem e ajuste dos casos de trabalho (configurações e cargas)
Preparação dos casos para simulação de limites de interligação
Preparação dos casos alternativos para simulação das condições de atendimento aos sistemas regionais
Simulações e análises dos sistemas regionais do SIN
Simulações e análises referentes aos limites de interligações
Elaboração do Relatório PAR – Volumes I, II e III
Disponibilização de Minuta do Relatório do PAR Volume I, II, III e IV aos Agentes e à EPE
Reunião com os Agentes Consolidação de Comentários e Sugestões
Aprovação do PAR - Volume I pela Diretoria do ONS e posterior encaminhamento ao MME
Elaboração e Encaminhamento do Volume IA do PAR aos Agentes
Até30/11
10/12
29/01
31/03
31/03
31/08
31/07
31/07
18/09
30/09
Até 15/12
Cronograma do Estudo
, III e IV
Comentários dos Agentes / Assuntos Gerais
19
20
F IZ N A T A LF I M
F I MF E L IZ N A T A
L
20
Apresentação da EPE dos Estudos de Planejamento da Expansão do Sistema
21
Apoio
22
23
Forma de Execução dos Trabalhos
• As análises serão conduzidas pelo ONS, estando abertas à participação das transmissoras, distribuidoras, geradoras e demais agentes diretamente envolvidos;
• Realizado de forma descentralizada, na forma dos três grupos de trabalho referentes às Regiões Sul/Mato Grosso do Sul, Sudeste/Centro-Oeste/Acre-Rondônia e Norte/Nordeste;
• Realização de reuniões de acompanhamento para apresentação e discussão dos resultados do trabalho;
• Os resultados finais serão consolidados em relatório conclusivo com as indicações de ampliações e reforços necessários para garantir o desempenho adequado do SIN no horizonte em análise.
Discussão do Termo de Referência - PAR
24
Previsão de Demanda Utilizada no Estudo• Informadas pelos agentes e consolidadas pelo ONS
Previsão de Geração• Relação de usinas baseada no DMSE (Departamento de Monitoramento da
Expansão da Geração) de Novembro/2014 e na interação com o agente de distribuição para as não despachadas centralizadamente.
• Usinas que contrataram em Leilão – LER - Fator de Capacidade Média, mesmo que ainda não tenham formalizado suas solicitações de acesso
Configurações• Instalações existentes, obras RB e Fronteira autorizadas e licitadas com datas
contratuais, DIT consolidadas
Premissas dos Estudos:
Discussão do Termo de Referência - PAR
25
Item “Simulação do Desempenho do SIN” Definições de Casos de Trabalho e de Referência
Estabelecidas as diretrizes gerais para os despachos de geração de cada um dos Casos de Trabalho
Casos de Trabalho
Casos de Referência
(*) Particularidades das regiões que não sejam capturadas pelos casos de trabalho aqui definidos deverão ser informados pelos agentes (cargas).
Principais Alterações no Termo de Referência
• Específicos para Análises Regionais (*)
• Para Análises do GT Interligações
PAR
26
Bras
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São
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Rio
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as
Grau
Mais de 1 Ponto de Suprimento de RB
Dese
mpe
nho
Perd
a Si
mpl
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o Pe
rda
Dupl
a(%
de
Cort
e de
Car
ga)
TF com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
D2
D5
D1
LT com Retorno Rápido da Carga (até 30 min)
S1
a
S5
TF
LT
D4
D3
Corte Pleno (100 %)
Com Retorno Rápido
0 < Corte < 50 %
50 % ≤ Corte < Pleno
Sem Corte
Desempenho CapitaisGrau de Confiabilidade
Requisitos Básicos
Desempenho
Capitais
27
Discussão do Termo de Referência
27
Instalação de transformador com os respectivos módulos de conexão para aumento de capacidade de transmissão
Instalação de equipamento de compensação de potência reativa com o respectivo módulo de conexão
Recapacitação ou repotenciação de equipamentos existentes para aumento de capacidade operativa
A serem implantados pelas Transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento prévio de receita
RI
RII
RIV
Resolução Normativa ANEEL Nº 443 de 26/07/2011
28
Discussão do Termo de Referência
28
Instalação de equipamentos para adequação ou complementação de módulo de conexão, entrada de linha ou módulo geral, em função de alteração de configuração da rede elétrica
RIV
Substituição de equipamentos por superação de capacidade operativa
Instalação de Sistemas Especiais de Proteção – SEP, abrangendo Esquemas de Controle de Emergência – ECE, Esquemas de Controle de Segurança – ECS e proteções de caráter sistêmico
Instalação ou substituição de equipamentos em subestações com a finalidade de permitir a plena observabilidade e controlabilidade do SIN, incluindo sistema de oscilografia digital, bem como o seqüenciamento de eventos
Remanejamento de equipamentos de transmissão para uso em outros pontos do SIN
RV
RVI
RVII
RVIII
Deverão constar em seção específica do PAR e implantados pelas transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento de reajuste na RAP, subsequente a sua entrada em operação
Serão implantados pelas transmissoras mediante autorização da ANEEL com estabelecimento prévio de receita
Relacionados aos reforços I, II e III
Não relacionados aos reforços I, II e III
Resolução Normativa ANEEL Nº 443 de 26/07/2011
29 29
Implementação de módulos de conexão de linhas de transmissão ou de transformadores de potência de propriedade de acessante ou de outra concessionária de transmissão, observado o disposto na Resolução Normativa no 67 e na Resolução Normativa no 68, ambas de 8 de junho de 2004.
Serão implantados pelas Transmissoras em decorrência de solicitação de acesso e remunerados por meio de CCT ou CCI, com estabelecimento de reajuste na RAP subsequente à sua entrada em operação
RIX
Resolução Normativa ANEEL Nº 443 de 26/07/2011
Entende-se que não há necessidade de constarem no PAR, exceto se fizerem parte de nova instalação
Discussão do Termo de Referência
30
PARV1A
R-I – TransformadorR-II – Comp. ReativaR-III – Recapacitação
PAR V1
Fluxo de informação: após a REN nº 643/2014
REFORÇOS
MELHORIAS
ANÁLISE
AMPLIAÇÕES
OBRAS DOC. ONS
Consolidação de obras RB
ANEEL
Consolidação de obras
peq. porte
Reajuste anual RAP
Leilão/REA
RAP com Rec.Prévia
REAReajuste
anual RAP
R-IV – Mód. ConexãoR-V – SuperaçãoR-VIII – Remanejam.
R-VI – SEP
R-VII – Observabilid.R-IX – Aumento vida
M-II – Fim vida LT,TR,CR
MME
PMIM-II – Fim vida demais equip.
M-I – Automação etc
SGPMI